EMS-Marktsimulator

Last- und PV-Profil

672 Intervalle à 15 Minuten. Grundlast rund 65 kW, Produktionslast meist 280–360 kW, kurze Maschinen-Spitzen bis etwa 500 kW. Anlauf ab 05:30 Uhr, reduzierte Last bei Pausen. Samstagvormittag Wartung. PV-Nennleistung standardmäßig 500 kWp. Modellierter Tagesgang 05–21 Uhr mit Leistungsfaktor 0,88 und variabler Bewölkung. Wetteroptionen sind Szenarien.

Batterie

Konfigurierbare AC-Leistung (25–1.000 kW) und Nennkapazität (50–2.000 kWh); Standard: 200 kW und 400 kWh. 10–100 % SOC (90 % der Nennkapazität nutzbar), Anfangs-SOC 50 %. 100 % sind eine Modellannahme, keine Zusicherung eines konkreten Batteriemanagementsystems. Lade- und Entladewirkungsgrad je √0,85 ≈ 92,2 %. Keine Alterung oder Selbstentladung. SOC wird am Intervallende dargestellt.

Betriebsregeln

Eigenverbrauch: PV-Überschüsse laden; Restverbrauch entlädt bis 10 %. Keine Netzladung.

Lastspitzenbegrenzung: Oberhalb des Bezugsziels entladen; darunter Energie halten. Ladung ausschließlich aus PV-Überschüssen.

Kombiniert: Energie oberhalb 40 % SOC dient dem Eigenverbrauch; Spitzen dürfen die Reserve bis 10 % nutzen. Ladung ausschließlich aus PV-Überschüssen. Keine Prognoseoptimierung.

Im EMS-Referenzbetrieb: keine Sonderregeln für einzelne Wochentage und keine Netzladung. SOC entwickelt sich aus Last, PV und der gewählten Entladeregel. PV-Überschüsse laden in allen Modi vorrangig bis maximal 100 % SOC. Ein voller Speicher am Wochenende ergibt sich nur bei ausreichend Überschuss; spätere Entladung kann den End-SOC wieder senken.

Keine Einspeisung: PV wird nach lokaler Lastdeckung und möglicher Batterieladung auf die noch aufnehmbare Leistung begrenzt. Der Chart trennt tatsächlich erzeugte PV-Leistung von optional angezeigter verfügbarer PV-Leistung. In allen Modi wird PV-Überschuss bereits vorrangig in die Batterie geladen.

Shadow Battery und Marktmodell

Die Shadow Battery wird zunächst unabhängig mit denselben Last-, PV- und EMS-Regeln ohne Markt berechnet. Die Marktstrategie darf nur zusätzliche positive Speicherenergie nutzen; sie entnimmt keine EMS-Referenzenergie. Kaufplanungsraum: Nennkapazität minus Shadow-Energie minus 5 % der Nennkapazität als Sicherheitsabstand (bei 400 kWh: 20 kWh). Bei primitiven Regeln ist dies eine Schätzung; die Lieferung wird anhand aktueller Messwerte begrenzt. Bei Greedy wird jede geplante Speicherhaltung über alle betroffenen Referenzintervalle geprüft. Primitive Regeln sehen nur aktuelle Zustände und den gewählten kurzen Forecast; die lokale Ausführung schützt die physischen Grenzen. Der Abstand ist eine Marktreserve; die EMS-Batterie darf weiterhin 100 % erreichen.

AC-gekoppeltes Modell mit konstantem Wirkungsgrad je Richtung. Physische Batterie = Shadow Battery plus separat gespeicherte Marktenergie. Bei Greedy sind gegenläufige virtuelle Flüsse ausgeschlossen. Bei primitiven Regeln wird zunächst die gemeinsame physische Leistung berechnet; Marktverluste sind die Differenz der realen und der Shadow-Verluste. Sie können durch vermiedene Wandlung negativ sein. Wenn Marktenergie PV-Laderaum belegt, begrenzt die Ausführung die Ladung und bei Nulleinspeisung oder Erreichen der Einspeisegrenze gegebenenfalls zusätzlich die PV. Diese Abregelung wird bilanziert. Netzladung ist nur für den Marktanteil möglich, wenn die Marktteilnahme ausdrücklich zugeschaltet wird. Kaufenergie enthält auch die zusätzlichen Marktverluste.

NAP positiv = Bezug. Gehandelte Leistung = Kaufblock minus Verkaufsblock. Physischer Marktanteil = realer NAP minus Shadow-NAP. Lokale Abweichung = physischer Marktanteil minus gehandelte Leistung. Marktbereinigter NAP = realer NAP minus gehandelte Leistung minus lokale Abweichung. Die bereinigte Zuordnung dieser Anlage stimmt je Viertelstunde rechnerisch mit dem unabhängigen Referenzprofil überein; das ist eine Buchungsidentität einschließlich lokaler Abweichung, kein Nachweis der Erfüllung einer Börsenorder. Marktladungen bleiben unter dem kleineren Wert aus Bezugsziel und ursprünglicher Wochenspitze; Verkäufe dürfen bei Nulleinspeisung den tatsächlichen NAP nicht unter null bringen. Ohne Nulleinspeisung gilt die eingestellte Markt-Einspeisegrenze. Schützt keine bereits im Referenzbetrieb vorhandene Überschreitung.

Das Modell hält Leistung je Viertelstunde konstant. Lokale Sekundenregelung, Rampen und Messverzögerungen werden nicht simuliert. Die bereinigte Viertelstundenenergie einschließlich lokaler Abweichung ist geprüft; die im früheren Regelungskonzept geforderte Vermeidung kurzer nachteiliger Peaks muss eine reale lokale Regelung sicherstellen.

Greedy mit Wochenvoraussicht: bekannte Preise und EMS-Profile der gesamten Modellwoche. Greedy erstellt Vorschläge; anschließend werden ganze Handelsblöcke so gewählt, dass sie diesen Vorschlägen möglichst nahekommen und alle Speicher-/Netzgrenzen einhalten, auch über Tagesgrenzen hinweg. Diese Rasteranpassung maximiert nicht den Gewinn. Eine negative variable Wochenmarge wird verworfen. Es gibt kein Ziel für den Markt-SOC am Tages- oder Wochenende. Kein mathematisches Optimum und keine sichere Ertragsobergrenze. Primitive Regel mit 15-Minuten-Lastforecast: unabhängiges, grobes Schicht-/Pausenprofil für das kommende Intervall, aktuelle SOC, Limits, letzte PV-Messung und aktueller Intervallpreis. Ohne Lastforecast: letzte Last- und PV-Messung werden fortgeschrieben. Keine der primitiven Regeln liest künftige Ist-Lasten, PV oder Preise. Beide kaufen unter der Kaufschwelle und verkaufen über der Verkaufsschwelle. Preise gelten als bei der Entscheidung bekannte synthetische Quotes; ein veränderlicher Preisforecast wird nicht modelliert. Jede Entscheidung ist 0 oder exakt die gewählte Blockgröße. Die lokale Regelung während der Lieferung kann abweichen. Der Ausgleich dieser Differenz erfolgt zum synthetischen Intervallpreis zuzüglich 60 €/MWh auf die absolute Abweichung; der Nettoausgleich kann bei zusätzlichem Verkauf negativ sein. Ausgleichsenergie: positiv = zusätzlicher Bezug, negativ = zusätzliche Abgabe. Netzkosten beziehen sich auf den tatsächlich gelieferten positiven Marktanteil am NAP. Offene Marktenergie darf über Nacht und bis zum Wochenende verbleiben, ohne Zwangsladung oder -verkauf. Das Ergebnis ist eine Cash-Bilanz; Restenergie wird separat unbewertet ausgewiesen.

Handelsraster und Zeitpunkt

EPEX SPOT weist für kontinuierlichen Intraday-Handel ein Mengenraster von 0,1 MW aus. Für Österreich beträgt die lokale Vorlaufzeit laut Trading Brochure (Februar 2026) null Minuten. Das Modell entscheidet mit einer Minute Sicherheitsabstand vor der Lieferung. Grenzüberschreitender Handel und Auftragsbuch-Liquidität werden nicht modelliert. Der Regler wählt die feste Handelsblockgröße dieser Anlage in 25-kW-Schritten bis zur Batterieleistung. Teil-Lose benötigen weitere Anlagenbeiträge im Aggregatorpool. Kleinere reale Anlagenbeiträge werden im Pool aggregiert; eine kleine Teilanlage ist keine selbständige kleinere Börsenorder.

EPEX SPOT Trading Brochure · Februar 2026

Marktpreise und Kosten

Die Intraday-Preise sind generiert: Tagesgang mit niedrigen Nacht-/Mittagspreisen, Morgen-/Abendspitzen und Viertelstundenschwankungen. Alle Kosten sind veränderbare Szenarioannahmen, keine verbindlichen Tarife: 3 €/MWh Handel und Abwicklung auf beide Handelsrichtungen, 30 €/MWh zusätzliche Netzkosten auf Marktkäufe, 20 €/MWh Verschleiß auf DC-Speicherentnahme, 2 €/MWh Ausführungskosten auf beide Richtungen, 10 % Aggregatoranteil auf positive Wochenmarge nach variablen Kosten (für die Tagesbilanz proportional auf positive Tagesmargen verteilt) und 0,75 €/Tag Fixkosten.

Marktergebnis = Verkaufserlös − Kaufkosten − Handel − Netzkosten − Verschleiß − Ausführung − Planabweichung − Aggregatoranteil − Fixkosten. Negative Kaufpreise erzeugen negative Kaufkosten. Keine Steuern, keine Kapitalkosten, keine Erlöse aus dem EMS-Betrieb und keine jährliche Hochrechnung. EPEX SPOT: Handelsprodukte; APCS: tatsächlich gesonderte Clearingentgelte. Die pauschalen Modellkosten bilden mehrere Leistungen ab und sind kein Ersatz für diese Tariflisten.

Bilanz und technische Grenzen

Netzleistung = Verbrauch − tatsächliche PV-Erzeugung + Ladung − Entladung. PV verfügbar = erzeugt + abgeregelt. Keine Erlösberechnung für den EMS-Betrieb; die optionale Intraday-Bilanz verwendet eigene synthetische Preise. Das Bezugsziel ist eine Regelvorgabe; bei unzureichender Leistung oder Energie kann es überschritten werden.

Nulleinspeisung ist technisch möglich, erfordert aber geeignete Wechselrichterregelung und Messung am Netzanschlusspunkt. Das Modell erzwingt 0 kW Einspeisung pro Intervall; kurze Regelabweichungen innerhalb der Viertelstunde werden nicht abgebildet. SMA: Nulleinspeisung.

Der konservative Wirkungsgrad von 85 % orientiert sich am NREL Annual Technology Baseline 2024; kein produktspezifischer Wert einer Industriebatterie.